定量储层地质学讲稿chp6-1N

定量储层地质学第六章定量储层开发地质,西南石油学院2006年4月,罗明高,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,一、影响单位截面积流量的储层因素1.渗透率的影响从油层向井筒的流动一般看成是水平径向流，根据径向流的达西定律可得：DPK2phq=mln(re/rw)-0.5单位井筒表面内的产量为：qP.KQ=2.rw.h.rw.ln(re/rw)-0.5上式可见，储层的渗透率越低，产量越小，当生产压差达到极限时，可看成定值，井底半径rw是一个常数，流体性质一定时，为常数，因此K的大小直接影响单井的产能。,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,一、影响单位截面积流量的储层因素2.孔喉大小的影响储层中的任意单元中，通过面积A中几根相同直径的毛管的流体流量可由下式计算:n.pr4.(P1-P2)Q=（泊稷叶公式）8mL由上式可见，产量Q与储层毛管半径r的平方成正比，因此毛管半径是影响单井产量的因素，如果将式中的半径看成实际储层中的孔喉半径，则储层的平均孔喉半径是影响产能大小的重要孔隙结构参数。,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,一、影响单位截面积流量的储层因素3.孔隙结构特征的影响1)孔隙度的影响Wardlaw的研究表明，产出汞量的多少（S/P）与储层的孔隙度大小成正比，（We=1.3+1.5）它表明孔隙度较高的储层，其单井产能较高。2)孔喉分布的影响进一步的实验表明，在同一压力下，进入汞饱的度越大的岩样其退汞效率越大。其储层孔隙结构的定义为：大孔喉越多的储层其产能越高，反之亦然，即小孔喉越多的储层不仅其原始含油饱和度低，而且其单井产能低，采收率低。,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,二、最小产油压差在压汞曲线上可定义最小产油压差的概念：即开始退汞的压力与汞饱和度开始减小的压力之差为最小产油压差。,储层的最小产油压差越大，则单井越不易产油，当其大于或等于油井最大生产压差时，则该井将不产油，必须用工艺措施改造储层才能产油。,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,二、最小产油压差最小产油压差与退汞效率成负相关，退汞效率越高则最小产油压差越小。产油压差也与残余饱和度及退汞饱和度相关。残余汞饱和度与原始饱和度成正比原始饱和度大于20%时，近于线性正相关；退出汞饱和度与原始饱和度成正比，其斜率较上述的残余饱和度曲线大，退汞效率在原始饱和度大于50%时，波动不大（约4045%），小于50%时，退汞效率较低（小于35%）小于20%时，退汞效率为20%。,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,二、最小产油压差最小产油压差与退汞效率成负相关，退汞效率越高则最小产油压差越小。,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,二、最小产油压差产油压差也与残余饱和度及退汞饱和度相关。残余汞饱和度与原始饱和度成正比原始饱和度大于20%时，近于线性正相关；退出汞饱和度与原始饱和度成正比，其斜率较上述的残余饱和度曲线大，退汞效率在原始饱和度大于50%时，波动不大（约4045%），小于50%时，退汞效率较低（小于35%）小于20%时，退汞效率为20%。,产油压差与残余饱和度及退汞饱和度相关。残余汞饱和度与原始饱和度成正比原始饱和度大于20%时,近于线性正相关;退出汞饱和度与原始饱和度成正比，其斜率较上述的残余饱和度曲线大，退汞效率在原始饱和度大于50%时，波动不大（约4045%），小于50%时，退汞效率较低（小于35%）小于20%时，退汞效率为20%。,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,二、最小产油压差,0,50,100,0.01,0.1,1,10,饱和度(%),毛管压力(Mpa),第一节储层性质对油藏开发的控制模型,三、定量判断油藏生产能力,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,三、定量判断油藏生产能力,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,三、定量判断油藏生产能力,完井后自动产油区,完井后不自动产油区,第一节储层性质对油藏开发的控制模型,三、定量判断油藏生产能力,完井后自动产油区,完井后不自动产油区,1,10,100,0.1,20,40,60,80,孔喉半径(mm),汞饱和度(%),第一节储层性质对油藏开发的控制模型,三、定量判断油藏生产能力,1,10,100,0.1,20,40,60,80,孔喉半径(mm),汞饱和度(%),分界线,八区乌尔禾储层,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响1.微观均质系数A的影响根据胜利油田的研究，砂岩储层中，油岩样的微观均质系数与驱油效率间有明显的相关性。0=-6.34+60.42AR=0.850.5=7.5+59.7AR=0.9110=31.0+48.6AR=0.8930=41.2+40.9AR=0.93式中10脚标表示含水率为10%时的驱油效率。以上四式表明微观均质系数对各不同时期的驱油效率都是正线性相关，这种线性相关特征表现出斜率在不同的时间不同，随含水率的上升而减小。类似地，获得了强亲水岩样的经验统计关系式0=-0.83+75.2AR=0.760.5=24.5+50.38AR=0.7310=42.36+45.78AR=0.7130=49.60+36.54AR=0.65,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响2.孔喉半径的变异系数C的影响用孔喉的统计学参数均值和方差可计算出孔喉的变异系数。C=rr=ri.Si/100(xi-x)2Si=100强亲水条件下，驱油效率与变异系数C的关系式：0=72.2546.21CR=-0.7350.5=71.6528.73CR=-0.654end=87.4524.65CR=-0.698,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响2.孔喉半径的变异系数C的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响3.孔喉比Vpt对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响4.配位数对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响4.配位数对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响润湿性对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,一、储层微观孔隙结构特征对油气驱替特征的影响润湿性对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,二、储层宏观孔隙结构特征对驱油效率的影响1.渗透率非均质性对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,二、储层宏观孔隙结构特征对驱油效率的影响1.渗透率非均质性对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,二、储层宏观孔隙结构特征对驱油效率的影响1.渗透率非均质性对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,二、储层宏观孔隙结构特征对驱油效率的影响1.渗透率非均质性对驱油效率的影响,第二节孔隙结构对驱油效率的影响,二、储层宏观孔隙结构特征对驱油效率的影响2.孔隙结构的非均质性对驱油效率的影响,第三节剩余油分布模型,可采储量可采储量通常定义为在现代工艺技术和经济条件下，能从油层中采出的那一部分油量。现代工艺技术条件是技术保证。即能用于采出油气的各种工艺技术，这些技术是指在目前世界范围的工艺技术，并不仅局限于本地区的工艺技术。经济条件是指必须在有经济效益条件下的开发，因此这是效益保证，这种效益是受多因素控制，主要受技术、成本等投资费用和原油市场价格的控制。因此可采储量是相对于一定的技术条件和经济条件的量，同一个油田相对于同样的地质储量，其可采储量将随工艺技术的发展和原油价格的提高而增加。,采出程度采出程度是指某时期的累积采油量与地质储量的比值。采出程度是随开采时间推移而不断增加的。不同时期的采出程度反映了该时期的技术方法和油藏的地质特征，如溶解气驱阶段的采出程度反映了溶解气能量的大小和利用情况及地质条件，这时的采出程度也叫溶解气驱采收率。又如无水采出程度反映的是在生产井不含水时的采出油量的多少，它与储层的性质、原油性质和开采方式等相关。,剩余油及相关基本概念,剩余油剩余油是指开采到目前为止，还残留在地下的可采储量，在数值上等于可采储量与累计采油量之差。剩余油是在目前的工艺技术措施下能采出的油，但由于开发方式、开发策略或开发方案的不当而仍剩余在地下的油。,剩余油及相关基本概念,残余油残余油是指开发到废弃为止，还残留在地下的地质储量，即等于地质储量与最终累计采油量之差。残余油在目前的工艺技术条件下不能采出的油，或者是在目前的工艺技术条件下，进行进一步的开采无经济效益的油。,剩余油及相关基本概念,剩余油类型,剩余油的类型按其产状特征可分为开发层系剩余油、未开发层系剩余油、已开发未动用剩余油三种类型。已开发层系剩余油指在开发区范围内，正式开发或已经开发层系（产层）的剩余油。这类剩余油是由于油藏储层物性差或连通性差，而使油剩余在井间或在油藏边缘。,未开发层系剩余油指在开发区内，没有射开或油层受阻的剩余油。由于油藏物性和含油性较差，在油层有效厚度划分时没有被划为有效厚度，因而没有列为开发层系进行射孔投产；或者是由于泥浆的污染而使井位附近的油层堵塞，而没有采出。该类的特点是油层的油没有被动用。,剩余油类型,未动用剩余油指油藏范围内，同油层（或砂层）内不连通或连通性差，分布在开发区之外和分布在开发井之间的剩余油。这类剩余油是由于井网过稀或井网范围过小，没有控制的油砂体中的剩余油，比较常见的是我国陆相透镜型砂岩油藏，分布于开发井间。,剩余油类型,剩余油的类型按其产状特征可分为开发层系剩余油、未开发层系剩余油、已开发未动用剩余油三种类型,已开发层系剩余油,未开发层系剩余油,未动用剩余油,剩余油类型,剩余油分布模型,一.剩余油分布的平面模型1)均质连片模型条件当油藏储层物性较均质时，油气的渗流表现为较均质的特征，因而其剩余油的特征也表现为较均质的特点。机理这种储层物性通常较好，在油田开发过程中，油气的驱动常常为均匀的水平推进或均匀的垂直推进，在油藏中油气分布的变化表现为油水（油气）界面位置的变化和油柱高度的变化。实例我国辽河油田双台子油田双六井区兴隆台油藏属扇三角洲前缘亚相的沉积，储层孔隙类型以原生粒间孔为主，平均孔隙直径75.13mm，平均孔吼半径5.26mm，储层物性较好，平均孔隙度20.78%，渗透率29810-3mm2。该油藏为带气顶的底水油藏，油藏深度2400-2600m，油藏高度35-90m，气顶高度80-130m。通过顶部气驱，底部水驱的开采后，油水界面上移，油气界面下移，在中部剩余连片剩余油，剩余油厚度为3-5m。,一.剩余油分布的平面模型1)均质连片模型,剩余油分布模型,一.剩余油分布的平面模型2)河流相非均质模型特点孔隙该类储层油藏剩余油在平面上的分布特征与沉积砂体的形态特征和沉积时水体的特征密切相关，这种以原生粒间孔为主或主要受原生沉积时孔隙分布控制的碎屑岩储层中储层储层在宏观上的渗流非均质性继承性地受沉积水体特征的控制，即古水流强烈的区域，其注水时的水流速度快，而驱油效率高，剩余油少，相反非古主水流线上的区域，驱油效率低，剩余油分布成片。剩余油剩余油在平面上的分布形态特征为蚕蚀不规则状的分布（图6-20）。,剩余油分布模型,一.剩余油分布的平面模型2)河流相非均质模型,剩余油分布模型,一.剩余油分布的平面模型2)陆相三角洲非均质模型大庆油田,剩余油分布模型,北二东区未水淹砂岩厚度等值图,北二东区未弱水淹砂岩厚度等值图,北二东区高水淹砂岩厚度百分数等值图,北二东区高水淹砂岩厚度等值图,二、剩余油分布的剖面模型1)三角洲前缘均质模型成因当油气驱替均匀时，油井附近射孔井段的油气往油井渗流的同时，射孔井段上下的油气在压差的作用下，向射孔井段渗流，使油柱高度减小，减少的油柱部分被底水（油藏下部）驱替，或被气顶（油藏顶部）驱替分布剩余油分布分三个带：上部气驱剩余油带、中部连片剩余油带、下部水驱剩余油带（见图6-21）。,剩余油分布模型,二、剩余油分布的剖面模型1)三角洲前缘均质模型,剩余油分布模型,二、剩余油分布的剖面模型1)三角洲前缘均质模型实例剩余油的厚度在剖面上有程度不同的变化，它不仅与储层的微弱非均质性有关，而且与井网类型和开采速度等有关，从该剖面可见油井附近（连片）剩余油厚度低，井间剩余油厚度高的特征。,剩余油分布模型,二、剩余油分布的剖面模型2)陆相三角洲非均质模型,剩余油分布模型,二、剩余油分布的剖面模型3)裂缝性碳酸盐岩非均质模型,剩余油分布模型,三、剩余油开发措施1.剩余油的类型主要有两类一类是未波及的剩余油，称为连片剩余油；另一类是已经采出其中部分油，仅在水驱或气驱之后，剩余在被水或气驱范围内。连片剩余油类型开发层系剩余油、未开发层系剩余油、已开发未动用剩余油特征剩余油饱和度等于或略低于原始含油饱和度其值的大小与油气聚集有关，而与油气驱替无关不连片的剩余油类型一类为由于润湿性的影响而剩余油的（称为“润湿性捕集”）另一类是由于配位数大于2时，剩余油在喉道中的（称为“毛管捕集”）特征剩余油饱和度小于原始含油饱和度其值的大小不仅与油气聚集有关，而且与油气驱替也密切相关。,剩余油分布模型,三、剩余油开发措施1.剩余油的类型,剩余油分布模型,第三章剩余油分布模型,三、剩余油开发措施2.不同的剩余油应采用不同的提高采收率措施。,第三节油气聚集的选优性及非均质性,二、不同组合圈闭中油气分布模型1.隔(夹)层影响模型,油藏,盖层,夹层形成的油藏,储层,夹层,夹层形成的小油藏,夹层阻止油气往上运移,基岩,影响剩余油分布主要因素,一、隔(夹)层影响模型,第三节油气聚集的选优性及非均质性,二、不同组合圈闭中油气分布模型2.正韵律排列模型,油,油藏,油藏,油藏,类好储层,类中等储层,类差储层,影响剩余油分布主要因素,二、非均质影响正韵律排列模型,部分实例,大庆油田砂岩油藏克拉玛依砾岩油藏石西石炭系火山岩油藏,大庆油田砂岩油藏,部分实例,南阳双河油田砂岩油藏,部分实例,基本认识,剩余油基本概念剩余油类型微观宏观剩余油影响因素开发地质开发方式研究各种不同油藏的剩余油不同具体油藏剩余油的影响因素不同油藏储层非均质性影响微观孔隙结构影响因素宏观影响因素,第六章作业,综述储层性质对油藏开发的影响。你认为剩余油的类型主要有哪些?研究剩余油应该从哪几个方面展开?剩余油研究有何开发地质意义?,第七章,第三节剩余油分布模型,一、剩余油类型剩余油的类型按其产状特征可分为开发层系剩余油、未开发层系剩余油、已开发未动用剩余油三种类型（图6-18）。,已开发层系剩余油,未开发层系剩余油,未动用剩余油,第三节剩余油分布模型,二、剩余油模型1.剩余油分布的平面模型1)均质连片模型条件当油藏储层物性较均质时，油气的渗流表现为较均质的特征，因而其剩余油的特征也表现为较均质的特点。机理这种储层物性通常较好，在油田开发过程中，油气的驱动常常为均匀的水平推进或均匀的垂直推进，在油藏中油气分布的变化表现为油水（油气）界面位置的变化和油柱高度的变化。实例我国辽河油田双台子油田双六井区兴隆台油藏属扇三角洲前缘亚相的沉积，储层孔隙类型以原生粒间孔为主，平均孔隙直径75.13mm，平均孔吼半径5.26mm，储层物性较好，平均孔隙度20.78%，渗透率29810-3mm2。该油藏为带气顶的底水油藏，油藏深度2400-2600m，油藏高度35-90m，气顶高度80-130m。通过顶部气驱，底部水驱的开采后，油水界面上移，油气界面下移，在中部剩余连片剩余油，剩余油厚度为3-5m（见图6-19）。,第三节剩余油分布模型,二、剩余油模型1.剩余油分布的平面模型1)均质连片模型,第三节剩余油分布模型,二、剩余油模型1.剩余油分布的平面模型2)河流相非均质模型特点孔隙该类储层油藏剩余油在平面上的分布特征与沉积砂体的形态特征和沉积时水体的特征密切相关，这种以原生粒间孔为主或主要受原生沉积时孔隙分布控制的碎屑岩储层中储层储层在宏观上的渗流非均质性继承性地受沉积水体特征的控制，即古水流强烈的区域，其注水时的水流速度快，而驱油效率高，剩余油少，相反非古主水流线上的区域，驱油效率低，剩余油分布成片。剩余油剩余油在平面上的分布形态特征为蚕蚀不规则状的分布（图6-20）。,第三节剩余油分布模型,二、剩余油模型1.剩余油分布的平面模型2)河流相非均质模型,北二东区未水淹砂岩厚度等值图,北二东区未弱水淹砂岩厚度等值图,北二东区高水淹砂岩厚度百分数等值图,北二东区高水淹砂岩厚度等值图,第三节剩余油分布模型,二、剩余油模型2.剩余油分布